一種基於TSC的饋線接入用戶容量計算方法與流程
2024-03-25 09:26:05
本發明涉及電力系統，具體涉及一種基於tsc的饋線接入用戶容量計算方法。
背景技術：
我國經濟發展迅速，用電量也在逐年上升，配電網經常需要接入新負荷來滿足負荷變化的需要，在配電網電源點不足且要滿足n-1安全的前提下，根據配電網的最大供電能力(totalsupplycapability，tsc)，挖掘配電網的供電潛力是非常重要的。
配電網由變電站供出的饋線一般分成若干段，在饋線末端與其它饋線實現手拉手的聯絡。挖掘配電網的供電潛力就是分析配電網變電站間隔、饋線、饋線分段各個環節的最大供電能力，進而與現有負荷大小比較得到可接入容量。所以，可接入容量是在考慮設備額定容量的情況下，滿足n-1準則時各饋線和主變還可以接入的容量。在實際配電網的業擴工作中，隨時都會接入新的負荷，需要事先判斷是否具有足夠的剩餘容量以支撐新負荷的接入。但實際情況是目前並沒有對配電網各級可用容量的有效測算手段，規劃技術原則中只有關於配電變壓器裝接容量上限的推薦值，因此實踐中都是依靠人為的經驗判斷，可能導致有的饋線接入負荷過多，給電網運行造成一定的安全隱患；有的饋線則接入負荷過少，寶貴的電網資源得不到充分利用。
tsc正逐漸成為評價配電網的一個重要指標，其含義是指當配電網所有饋線n-1校驗和變電站主變n-1校驗均滿足時，該配電網所能帶的最大總負荷。n-1校驗時，需要考慮主變間和饋線間的負荷轉帶、網絡中主變以及饋線間的聯絡關係、主變和饋線的容量、主變過載係數等配電網的實際運行約束。論文《基於饋線互聯關係的配電網最大供電能力模型》，出版源為《電力系統自動化》,2011,35(24):47-52；充分考慮主變互聯和饋線互聯，建立了嚴格的計算tsc的線性規劃數學模型，並能夠求得最優解，也成為了現如今最接近配電網實際情況的tsc求解方法。
除配電網總體tsc外，tsc模型和計算還能給出達到tsc時各主變、饋線上的負荷分布情況，通過進一步設定負荷均衡目標函數，還可以得到tsc下最均衡的負荷分布。
科學進行配電網可接入容量測算是業擴工作的迫切需要，對下一步制定電網規劃、電網改造計劃也是第一手的寶貴資料。本文應用tsc理論研究了這一實際問題，並提出了一種新的饋線接入用戶容量計算方法。
技術實現要素：
本發明旨在提供一種基於tsc的饋線接入用戶容量計算方法，以解決現有技術方案中的只能依靠經驗判斷饋線接入用戶容量的問題。
為了實現所述目的，本發明一種基於tsc的饋線接入用戶容量計算方法，包括如下步驟，
步驟1：獲取各饋線的現有負荷、一次側各饋線上的負荷與二次側配電變壓器容量之間的折算係數；
步驟2：根據tsc模型計算得到tsc值；
步驟3：根據饋線模型計算得到各饋線的理論負荷；根據理論負荷和現有負荷計算各饋線上的可接入負荷；
饋線模型以可接入負荷為非負值的饋線數最多作為目標函數，以tsc模型的條件函數結合配電網所帶負荷為最大供電值作為條件函數；
其中，饋線上的可接入負荷為饋線的理論負荷與對應現有負荷的差值；
步驟4：判斷各饋線上的可接入負荷是否均為非負，如果判斷結果為是，則將饋線上的可接入負荷作為對應饋線的可接入容量；
步驟5：根據各饋線的可接入容量以及對應的折算係數，得到配電網饋線的接入用戶配電變壓器容量。
優選的，步驟2中的tsc模型為：
tsc為最大供電值，fi為主變i所帶負荷，fm為饋線m的負荷；trfmn為饋線m發生n-1故障時轉帶給饋線n的負荷量；trtij為主變i發生n-1故障時轉帶給主變j的負荷量；fm∈ti表示饋線m出自主變i的對應母線；fn∈tj表示饋線n出自主變j的對應母線；rfn為饋線n的額定容量；fn為饋線n的負荷；rj為主變j的額定容量；ld為某個重載區負荷的下限；z為重載區所有主變集合。
優選的，判斷各饋線上的可接入負荷是否均為非負時，如果判斷結果為否，則調整分段開關或聯絡開關的位置，調整分段開關或聯絡開關的位置，根據分段開關或聯絡開關的調整更新饋線上的可接入負荷，判斷更新後的可接入負荷是否均為非負，如果判斷結果為是，將更新後的可接入負荷作為對應饋線的可接入容量。
優選的，所述調整分段開關或聯絡開關的位置的方法為：一個饋線段偶內，聯絡開關或分段開關由可接入負荷為正的饋線移向可接入負荷為負的饋線。
優選的，調整分段開關或聯絡開關的位置時，滿足如下條件：
其中δf表示移動分段開關或聯絡開關的位置所引起的饋線段偶內的負荷變化量；表示饋線段偶內可接入容量為正一側的可接入負荷；表示饋線段偶內可接入容量為負一側的可接入負荷。
優選的，步驟1中還包括設置比例係數的步驟，步驟4中，判斷更新後的可接入負荷是否均為非負時，如果判斷結果為否，則按比例係數降低最大供電值，並進入步驟3。
優選的，降低最大供電值時，將最大供電值降低到原最大供電值的0.9倍。
優選的，配電網饋線m的接入用戶配電變壓器容量uac通過如下公式計算：
其中η為一次側饋線m上的負荷與二次側配電變壓器容量之間的折算係數；δfm饋線m上的可接入負荷，即饋線m的理論負荷與饋線m的現有負荷的差值。
優選的，折算係數η根據用戶負荷類型、負荷類型比例、以及饋線m上的配電變壓器總容量獲得。
優選的，根據用戶負荷類型、負荷類型比例、以及饋線m上的配電變壓器總容量獲得折算係數η的步驟如下：判斷用戶負荷類型是民用負荷、商業負荷還是工業負荷；
如果為民用負荷，則：
如果為商用負荷，則：
如果為商用負荷，則：
上式中，x1、x2和x3分別表示某一時間斷面上的民用負荷大小、商業負荷大小和工業負荷大小；y1、y2和y3分別表示民用配電變壓器總容量、商業配電變壓器總容量和工業配電變壓器總容量；β表示配變最佳負載率。
通過實施本發明可以取得以下有益技術效果：可以通過本方法計算饋線接入用戶配電變壓器容量，根據本方法計算的饋線接入用戶配電變壓器容量進行接入，可以使得饋線不會因為接入負荷過多而產生安全隱患，不會因為接入符合過少而使得電網資源得不到充分利用。
附圖說明
圖1為本發明的流程圖；
圖2為本發明具體算例中聯絡開關變化前的電纜單環網圖；
圖3為本發明具體算例中聯絡開關變化後的電纜單環網圖；
圖4為本發明具體算例中的配電網示意圖；
圖5為圖4中p處的實際接線圖；
圖6為本發明具體算例中的配網線路實際接線圖；
圖7為本發明具體算例中的饋線段偶f2-f16的接線圖；
圖8為本發明具體算例中的饋線段偶f6-f20的接線圖；
圖9為本發明改進後的流程圖。
具體實施方式
為了便於本領域技術人員的理解，下面結合具體實施例對本發明作進一步的說明：
如圖1所示，本發明一種基於tsc的饋線接入用戶容量計算方法，包括如下步驟，
步驟1：獲取各饋線的現有負荷、一次側饋線上的負荷與二次側配電變壓器容量之間的折算係數；
步驟2：根據tsc模型計算得到最大供電值(即tsc值)；
步驟3：根據饋線模型計算得到各饋線的理論負荷；根據理論負荷和現有負荷計算各饋線上的可接入負荷；
饋線模型以可接入負荷為非負值的饋線數最多作為目標函數，以tsc模型的條件函數結合配電網所帶負荷為最大供電值作為條件函數；
其中，饋線上的可接入負荷為饋線的理論負荷與對應現有負荷的差值；
步驟4：判斷各饋線上的可接入負荷是否均為非負，如果判斷結果為是，則將饋線上的可接入負荷作為對應饋線的可接入容量；
步驟5：根據各饋線的可接入容量以及對應的折算係數，得到配電網饋線的接入用戶配電變壓器容量。
可以按配電網饋線的接入用戶配電變壓器容量進行接入，使得饋線不會因為接入負荷過多而產生安全隱患，饋線不會因為接入符合過少而使得電網資源得不到充分利用。
步驟1中，一次側饋線上的負荷與二次側配電變壓器容量之間的折算係數可以為10kv側饋線上的負荷與0.4kv側配電變壓器容量之間的折算係數。
步驟2中，tsc模型可以採用背景技術中所述的《基於饋線互聯關係的配電網最大供電能力模型》中的tsc模型。
城市配電網線路長度往往較短，電壓降較小，且可通過無功補償設備進一步調節，因此電壓約束可在tsc模型中忽略；同時，tsc模型中的饋線出口負荷已經包含了網損。綜合上述分析，tsc模型對電壓、無功功率等因素做了簡化處理，簡化後的tsc模型如下。
tsc為最大供電值，fi為主變i所帶負荷，fm為饋線m的負荷；trfmn為饋線m發生n-1故障時轉帶給饋線n的負荷量；trtij為主變i發生n-1故障時轉帶給主變j的負荷量；fm∈ti表示饋線m出自主變i的對應母線；fn∈tj表示饋線n出自主變j的對應母線；rfn為饋線n的額定容量；fn為饋線n的負荷；rj為主變j的額定容量；ld為某個重載區負荷的下限；z為重載區所有主變集合；表示任意m,n，表示任意i,j。
式(1)中：
為目標函數，表示tsc為所有主變負荷之和的最大值。
為饋線負荷分段等式約束，表示饋線m可能分為多段,其中每一段可轉帶給不同的饋線,所有轉帶出去的負荷之和等於該饋線的負荷。
為主變—饋線負荷轉帶等式約束,表示主變i發生n-1故障時轉帶給主變j的負荷是通過與兩臺主變相連饋線間的負荷轉帶完成的。
為饋線n-1約束,表示饋線m發生n-1故障後,其負荷通過饋線聯絡轉帶給其他饋線,負荷轉帶後其他饋線不能過載。
為主變n-1約束,表示主變j接受故障主變i轉移負荷後的長時間運行的負荷不超過其額定容量；
為區域負載約束,含義是若某個區域負載很大,如有多個重載區,該區域內的主變負載之和大於給定負載ld,則增加不等式,而在非重載區則無不等式約束,該約束會影響tsc時負荷的分布甚至tsc的大小。
饋線模型的目標函數為:可接入負荷為非負值的饋線數最多
饋線模型的以tsc模型的條件函數結合配電網所帶負荷為最大供電值作為條件函數，具體為：
上式中，tsc為根據tsc模型計算得出的最大供電值，如果最大供電值經過比例係數降低，則tsc為降低後的最大供電值。
如圖9所示，步驟4中，判斷各饋線上的可接入負荷是否均為非負時，如果判斷結果為否，則：調整分段開關或聯絡開關的位置，根據分段開關或聯絡開關的調整更新饋線上的可接入負荷(分段開關或聯絡開關的調整調整後的現有負荷會發生變化，但理論負荷不發生變化，也就是可接入負荷只需加減對應現有負荷的變化量即可得出，是本領域技術人員應當知曉如果根據分段開關或聯絡開關的調整更新饋線上的可接入負荷，此處不進行詳細說明)，判斷更新後的可接入負荷是否均為非負，如果判斷結果為是，將更新後的可接入負荷作為對應饋線的可接入容量，如果判斷結果為否，則按比例係數降低tsc值，並進入步驟3。這裡的比例係數可以在步驟1中設置，比例係數可以設置為0.9，即按按比例係數降低tsc值後，降低後tsc值為原tsc值的0.9倍；同樣的，比例係數可以根據實際情況設置。為了防止tsc值過小，計算出接入用戶配電變壓器容量過小，可以設置tsc下限值，當降低後tsc值低於tsc下限值時，不再計算出接入用戶配電變壓器容量，即無合理的接入用戶配電變壓器容量。
此處對調整開關位置的具體方法和饋線段偶(dualfeedersections，dfs)做解釋。從一個分段開關或者聯絡開關兩側出發，沿著相反方向，總可以搜索到其餘分段開關、聯絡開關或饋線開關，則這兩個開關之間的兩個饋線為一個饋線段偶。以圖2電纜單環網為例，聯絡開關為環網櫃2內的b，饋線開關為a、c，則兩段饋線ba和bc即為一對饋線段偶，饋線段偶中ba段的負荷包括f0、f1、f2，bc段的負荷包括f3、f4、f5。
本文中饋線可以為開關(分段開關或聯絡開關或饋線開關)與相鄰開關(分段開關或聯絡開關或饋線開關)之間的饋線段。
以圖2和圖3為例，假設ba饋線的可接入容量為正、bc饋線的可接入容量為負，由可接入負荷的計算方法fm′表示饋線m上的現有負荷，fmtsc為饋線m上的理論負荷，說明ba饋線內實際負荷fm′小於tsc時的理論負荷bc饋線內實際負荷fm′大於tsc時的理論負荷在配電網中，可以通過調節聯絡開關來改變饋線段偶內的饋線的實際負荷fm′分布，顯然，此時若將bc的實際負荷fm′轉移一部分到ba，此時bc的fm′減少，ba的fm′增加，有可能既充分利用ba的可接入負荷，也使得bc的可接入負荷從負值變為正值，所以聯絡開關b應該向c移動，操作過程對比圖2和圖3，此時聯絡開關由b變到b'。此時饋線段偶中b'a段的負荷包括f0、f1、f2、f3，b'c段的負荷包括f4、f5。上述聯絡開關移動的方向和大小，需滿足如下條件：
1)方向：在一個饋線段偶內，聯絡開關或分段開關由可接入容量為正的饋線移向可接入容量為負的饋線；
2)大小：聯絡開關或分段開關的調整後，引起的負荷變化量應滿足：
其中δf表示移動分段開關或聯絡開關的位置所引起的饋線段偶內的負荷變化量；表示饋線段偶內可接入容量為正一側的可接入負荷；表示饋線段偶內可接入容量為負一側的可接入負荷。
饋線段偶的實質是給出了負荷調整的最小單元，可接入容量能夠直接導致饋線段偶內的負荷調整，也即指導聯絡開關或分段開關位置的移動，其移動的依據為式(2)，這樣通過開關的移動，能夠使得配電網擁有最大的可接入容量，並且各饋線的可接入容量都為非負值。
需要指出的是：1)某個負荷所在的饋線段偶可能不止一個，本文對饋線段偶的選取辦法是優先選擇包含聯絡開關的饋線段偶；2)有些饋線段偶是否可以實際操作，要考慮實際配電網的現實情況，實際工程可能不能滿足調整開關位置的需要，主要原因有：①、通過分段開關或者聯絡開關調節負荷是離散的，可能始終不滿足上述負荷變化量不等式；②、配電網自動化程度未完全覆蓋，調節分段開關或者聯絡開關費時費力等。
步驟5中：配電網饋線m的接入用戶配電變壓器容量uac通過如下公式計算：
其中η為一次側饋線m上的負荷與二次側配電變壓器容量之間的折算係數，如10kv側饋線上的負荷與0.4kv側配電變壓器容量之間的折算係數；δfm為饋線m上的可接入負荷，即饋線m的理論負荷與饋線m的現有負荷的差值。
η可以採用現有技術中的已知的計算方式獲取。本發明為了得到免於提取大量原始數據、可計算任意時間斷面、簡便實用的接入用戶容量計算方法，本文提出了一種新的計算折算係數η的實用方法。該計算折算係數η的方法是根據負荷類型，負荷類型比例，以及饋線上的配電變壓器總容量來確定。其中，負荷類型主要分為民用負荷、商業負荷和工業負荷，分類劃分可大致按照政府用地類型來區分；各個負荷類型的比例可根據不同政府用地類型上的總負荷的比例來獲取；配電變壓器總容量可根據已知線路上的配電變壓器臺數、容量計算得到，即總容量＝臺數*容量。例如，對於一條線路，若某一時間斷面上的民用負荷、商業負荷和工業負荷大小分別為x1mva，x2mva，x3mva，配電變壓器總容量分別為y1mva，y2mva，y3mva，則該線路上不同負荷類型的折算係數可分別按照如下公式計算：
上式中，表示民用負荷的折算係數，表示將民用負荷、商業負荷和工業負荷按照不同負荷比例加權得到的折算係數；表示全線路負荷可接入大小都折算為民用負荷的配電變壓器參數，與含義類似；β表示配變最佳負載率，β是本領域已知的變量，可參考論文《配電變壓器的節能》，出處為：華東電力，2010，38(9)：1475-1477。
同理可得，對於商業負荷折算係數η商業的和工業負荷的折算係數η工業的計算方法為：
以下以具體算例為例做進一步說明：
圖4中共有2個變電站，4臺主變，20條饋線出線，22個饋線負荷，分別表示為f1～f22，需指出，該處的負荷指的是饋線上的集中負荷，而實際饋線上有很多的負荷和開關，將圖4中虛線紅框p中的饋線放大後的實際接線圖見圖5。
將每個饋線上的可接入負荷分別記為δf1～δf22，饋線均選用jklyj-185，容量全部為11.30mva。變電站主變數據見表1。
表1主變數據
表2為算例配電網的一個工作點p，分別給出了f1～f22當前的負荷值，即現有負荷。
表2工作點p
工作點p的負荷分布記為fm′，在當前負荷水平下，配電網總的負荷大小為49.75mva。
根據tsc模型，計算上述電網的tsc值為114.33mva。以可接入負荷為非負值的饋線數最多作為目標函數(即將饋線上的可接入負荷非負值個數最多作為目標函數)，以tsc模型的條件函數和配電網所帶負荷為114.33mva作為條件函數。求得各饋線的理論負荷，即負荷分布見表3第三列，表示饋線m的理論負荷。
表3tsc、tsccut下負荷分布及可接入負荷
以表3中前四列的第一行f1為例，通過tsc模型求解饋線的理論負荷(負荷分布)為f1tsc＝5.83mva，現有負荷為f1′＝2.04mva，則f1的可接入負荷計算方法為δf1tsc＝f1tsc-f1′＝5.83-2.04＝3.79mva。同理可得f2-f22的所有可接入負荷(第4列)。根據最後一行(前4列)可得，當前工作點的總負荷值為49.75mva，可接入負荷總量理論值等於114.33(tsc值)-49.75＝64.58mva。
由於第4列中存在5個負值，接下來按步驟4調整分段開關或聯絡開關的位置。發現對於該實際配電網，通過調整分段開關或者聯絡開關位置，並不能完全去除負的可接入容量數量，例如：以f22為例，其所在饋線段偶f12-f22，位於圖4中的點畫線框部分，其配電網實際接線圖見圖6。
如表3所示，f12和f22兩者可接入容量分別為7.00mva和-1.36mva，一正一負，聯絡開關向f22一側移動時的負荷變化量δf應滿足1.36mva≤δf≤7.00mva。由圖6實際接線圖(圖中單位為mva)可知，當聯絡開關向f22移動時，饋線段偶f12-f22離散的負荷變化量最小值為δf＝f3＝1.20mva，小於1.36mva，此時聯絡開關由初始位置變化到1或2；次小值為δf＝f3+f4＝7.10mva，大於7.00mva，此時聯絡開關由初始位置變化到3或4；之後δf會變得更大，大於7.00mva。由於δf始終不滿足1.36mva≤δf≤7.00mva，說明無論按照何種方式調節聯絡開關位置，配電網總出現主變或者饋線過載，即此時不再滿足全網n-1安全。所以，對於該實際配電網，即便通過步調整分段開關或聯絡開關的位置後，也存在負的可接入負荷。
進一步。將tsc降低為原值的0.9倍，以此更新tsc值，更新後的tsc值用tsccut表示，即tsccut＝0.9*tsc，計算得出tsccut＝102.90mva。此時，配電網在此供電能力下，得到tsccut下的負荷分布和可接入容量見表3的第五列和第六列：
從表3看出，經過上述少量降低tsc的方法調整，各饋線的可接入負荷非負值的分布得到明顯改善，只存在2個負值，比降低tsc之前減少了3個負值。對於2處可接入負荷為負的情況，進一步採用饋線段偶優化，即調整分段開關或聯絡開關的位置。
表3tsc、tsccut下負荷分布及可接入容量
f2和f20的可接入負荷為負，分別選取f2和f20所在的饋線段偶f2-f16和f6-f20，由於f2和f20的可接入負荷為負，聯絡開關應分別向f2和f20移動，移動的負荷變化量應分別是0.09mva≤δf1≤4.67mva，0.86mva≤δf2≤4.62mva，饋線段偶f2-f16和f6-f20的詳細接線圖見圖7和圖8：
由詳細接線圖可知，對於饋線段偶f2-f16，當聯絡開關向聯絡開關向f2移動時，饋線段偶f2-f16離散的負荷變化量最小值為δf1＝f2＝0.20mva，滿足0.09mva≤δf1≤4.67mva，次小值δf1＝f2+f1＝0.32mva，也滿足0.09mva≤δf1≤4.67mva，考慮到負荷分布的均衡性，此時選擇δf1＝0.20mva的負荷變化作為負荷調整量，所以聯絡開關移動到圖7的1或2的位置；對於饋線段偶f6-f20，當聯絡開關向聯絡開關向f20移動時，饋線段偶f6-f20離散的負荷變化量最小值為δf2＝f3＝2.00mva，滿足0.86mva≤δf2≤4.62mva，次小值δf2＝f3+f4＝4.98mva，不滿足0.86mva≤δf2≤4.62mva，所以聯絡開關移動到圖8的1或2的位置。此時，得到完整的聯絡開關的調節方案，見表4。
表4tsccut下負荷調整情況及可接入容量
通過上述分析過程可得：算例配電網的最大供電能力為114.33mva，當前總負荷大小為49.75mva，配電網有64.58mva的可接入總容量，由於配電網的初始負荷分布不合理，為了充分利用配電網的最大供電能力，並得到可指導實際工程(即全部為非負值)的可接入容量，需要：
1)將tsc降低到原值的0.9倍，並規劃求解得到可接入容量非負值最多的負荷分布；
2)根據可接入容量的正負分布，指導調整聯絡開關(見表4)，改善工作點的負荷分布均衡，使各饋線可接入容量全部為非負值，最終結果見表5：
表5tsccut下全非負的可接入容量
根據表5各個饋線的可接入容量，結合各個饋線上供電區域內政府規定用地類型、各用地的配變總容量、各用地的總負荷，配變最佳負載率β取95％，配變最佳負載率，可參考：配電變壓器的節能.華東電力，2010，38(9)：1475-1477，根據公式(4)、(5)、(6)即可得到不同負荷類型的接入用戶容量。
以圖3饋線f1為例，根據表5得其可接入容量為2.67mva。經過調取圖3電網在pms2.0的數據可得，其負荷分為民用負荷、商業負荷和工業負荷，負荷大小分別為0.81mva、0.72mva、0.51mva，總負荷大小為2.04mva，三種負荷類型的接入配變總容量分別為1.10mva、1.10mva、1.05mva。根據公式(4)可得，線路f1上民用負荷的負荷折算係數為：
根據式(5)、(6)得商業負荷和工業負荷的負荷折算係數分別為η商業＝0.65、η工業＝0.46。根據公式(3)，圖3饋線f1上民用負荷、商業負荷和工業負荷的接入用戶容量uac的計算結果分別為：3.69mva、4.08mva、5.77mva。按照該方法，也可計算得到其餘各個饋線的民用負荷、商業負荷和工業負荷的接入用戶容量。
以上所述僅為本發明的具體實施例，但本發明的技術特徵並不局限於此，任何本領域的技術人員在本發明的領域內，所作的變化或修飾皆涵蓋在本發明的專利範圍之中。